La tribune de Dominique Finon et Étienne Beeker part d’un constat qui mérite d’être pris au sérieux : l’intégration croissante des marchés européens de l’électricité ne transmet pas seulement des gains d’optimisation, elle transmet aussi des tensions, des raretés, des excédents et des besoins de flexibilité. Leur texte soutient que les interconnexions, conçues au départ pour la solidarité technique entre systèmes voisins, tendent de plus en plus à servir de canal de transfert des déséquilibres créés par les systèmes à forte part d’éolien et de solaire, en particulier l’Allemagne. Dans cette lecture, les systèmes à dominante nucléaire ou hydraulique supporteraient une part croissante des coûts induits par des voisins moins pilotables.

Cette grille de lecture contient une part de vérité. Mais elle devient trop générale lorsqu’elle présente les interconnexions essentiellement comme un instrument de “déversement” des désordres allemands vers les autres systèmes. Les données disponibles conduisent à une lecture plus nuancée.

Le premier point à rappeler est que la tribune met l’accent sur la perte de valeur des actifs nucléaires liée aux épisodes de prix bas ou négatifs, en reliant cela aux surplus renouvelables importés via les marchés couplés. Cet enchaînement existe à certaines heures, mais il ne décrit pas à lui seul le fonctionnement du système français.

Sur ce point, le working paper de Nicolas Astier et Frank Wolak, Nuclear Operations with a High Penetration of Renewables: The Case of France, montre que le parc nucléaire français est déjà exploité de manière nettement plus flexible qu’on ne le suppose souvent. Les auteurs estiment qu’avec effets fixes journaliers, 1 MWh supplémentaire d’éolien et de solaire est associé à une baisse de 0,66 MWh de production nucléaire.
Nicolas Astier et Frank A. Wolak, Nuclear Operations with a High Penetration of Renewables: The Case of France, section 4.1, p.17-18

Le même papier indique aussi que la perte mécanique de facteur de charge due au load-following reste aujourd’hui modérée : pour la majorité des cycles, elle demeure inférieure à 1 point.
Nicolas Astier et Frank A. Wolak, Nuclear Operations with a High Penetration of Renewables: The Case of France, section 5.1, p.20-21

Autrement dit, la coexistence entre nucléaire et renouvelables ne se traduit pas simplement par une éviction automatique du nucléaire. Le parc nucléaire français s’ajuste déjà largement. Cela ne signifie pas qu’il n’y a pas de problème ; cela signifie que la question n’est pas celle d’une incompatibilité simple entre nucléaire et renouvelables.

Le deuxième point est que la tribune décrit correctement une montée des contraintes, mais sans distinguer assez clairement ce qui relève des surplus extérieurs et ce qui relève des rigidités internes au système français. Le même papier d’Astier et Wolak montre que les minimum output constraints deviennent de plus en plus contraignantes à mesure que la production éolienne et solaire augmente : en moyenne, une unité nucléaire supplémentaire atteint sa contrainte minimale pour 3 GWh additionnels d’éolien et de solaire.
Nicolas Astier et Frank A. Wolak, Nuclear Operations with a High Penetration of Renewables: The Case of France, section 6.2, p.30

Les auteurs montrent également qu’en 2024, les heures où la flexibilité descendante restante du parc nucléaire est épuisée sont fortement associées à des prix day-ahead nuls ou négatifs.
Nicolas Astier et Frank A. Wolak, Nuclear Operations with a High Penetration of Renewables: The Case of France, section 6.4, p.34-35

Ce point est important parce qu’il déplace le centre du diagnostic : les épisodes de prix négatifs et de perte de valeur ne renvoient pas seulement à des flux venus d’Allemagne ; ils renvoient aussi à la manière dont le mix français lui-même réagit quand la production variable augmente et que la flexibilité nucléaire disponible se raréfie.

1/2 L’étude d’Adenfi, Quelle est la réalité du réseau électrique français en 2024 ?, va dans le même sens sur le plan descriptif. Elle observe que les prix day-ahead négatifs apparaissent principalement quand la production nucléaire descend sous 35 GW, et souligne qu’il n’y a pas de coïncidence forte avec les maxima de production solaire, ni de relation statistique visible entre production éolienne et niveaux de prix sur les monotones présentées.
Adenfi, Quelle est la réalité du réseau électrique français en 2024 ?, p.4 à 7

L’étude montre aussi que, pendant les périodes où le prix spot est inférieur à 1 €/MWh, le nucléaire constitue de loin la part moyenne la plus importante du mix, devant le solaire et l’éolien.
Adenfi, Quelle est la réalité du réseau électrique français en 2024 ?, p.8

Ces éléments ne contredisent pas l’existence d’externalités transmises par les interconnexions. Ils indiquent simplement que les prix bas ou négatifs en France ne peuvent pas être décrits de manière satisfaisante comme le simple produit d’un “déversement” allemand. Ils traduisent aussi une rigidité du système français dans certaines configurations horaires.

Le troisième point concerne le bilan global des interconnexions pour la France. La tribune insiste sur les effets négatifs transmis par le couplage. Mais pour apprécier ce diagnostic, il faut aussi regarder ce que le système apporte à la France sur l’ensemble d’une année. En 2025, la France a été le premier exportateur net d’électricité d’Europe, avec 92,3 TWh d’exportations nettes et une valorisation nette totale de 5,4 milliards d’euros.
assets.rte-france.com/analyse-et-don…

Ces chiffres ne suffisent pas à invalider l’idée d’externalités négatives à certaines heures. En revanche, ils empêchent de présenter les interconnexions comme un dispositif principalement défavorable à la France. Les interconnexions transmettent à la fois des gains et des externalités. Le texte de Finon et Beeker insiste beaucoup sur les secondes et très peu sur les premiers.

Le quatrième point concerne l’évolution même du système européen. La tribune relie les désordres observés aux systèmes très renouvelables. Les travaux récents de la CRE montrent effectivement que l’environnement de marché devient plus complexe, plus volatil et plus exigeant en matière d’équilibrage. Au 1er trimestre 2026, les volumes échangés sur les marchés de gros ont atteint 597 TWh, soit +28 % sur un an.
cre.fr/actualites/tou…
cre.fr/documents/rapp…

La CRE a en outre lancé une consultation publique sur les incitations financières à la responsabilité d’équilibre et sur le financement des réserves d’équilibrage dans le contexte de transformation du modèle d’équilibrage de RTE.
cre.fr/actualites/tou…
cre.fr/documents/cons…

Ces documents confortent l’idée que le problème principal n’est pas “les interconnexions” prises isolément, mais le design de l’ensemble :

organisation des zones de prix ;

règles d’équilibrage ;

signaux donnés aux responsables d’équilibre ;

valorisation de la flexibilité ;

articulation entre nucléaire, ENR, stockage et réseau.

Le cinquième point concerne les exemples nordiques mobilisés par la tribune. Le cas suédois est réel : la Suède a bien refusé en 2024 le projet Hansa PowerBridge avec l’Allemagne, en invoquant notamment les conséquences des défauts du marché allemand.
reuters.com/business/energ…

En revanche, la formulation sur Skagerrak avec l’Allemagne pose un problème factuel, car Skagerrak relie la Norvège au Danemark, pas à l’Allemagne. Les gestionnaires nordiques indiquent d’ailleurs encore en 2025 qu’ils étudient un possible réinvestissement de Skagerrak 1 et 2, avec des bénéfices mutuels identifiés.
statnett.no/globalassets/f…

Cela n’annule pas les tensions observées en Norvège et en Suède. Cela signifie simplement que les réactions politiques scandinaves ne peuvent pas être utilisées comme démonstration simple d’une nocivité générale des interconnexions. 2/3

La vidéo installe très tôt son cadre idéologique : le marché de l’électricité serait intrinsèquement absurde et la solution logique serait un retour au monopole public (voire européen).

https://twitter.com/rdh0798/status/2018810323885764993

La suite du raisonnement consiste à enchaîner des mécanismes réels pour leur faire dire ce qu’ils ne disent pas.

Une vidéo intéressante de @OsonsCauser sur le rôle du gestionnaire de réseau de distribution qui présente le point de vue du comité social d'Enedis de façon rigoureuse et comme le souligne le vidéaste à juste titre, sur un sujet peu abordé il est vrai
Petite critique mineure : le réseau est un bien de club (ou bien à péage) et non un bien commun. C'est un bien excluable et non rival (dans une certaine mesure) theothereconomy.com/fr/fiches/bien…

Vous vous trompez de cible.

https://twitter.com/dav_cayla/status/1988158612133281845

1) “Ils ne produisent rien” : non, ils rendent possible l’équilibre du système

Un système électrique fonctionne parce que certains produisent et d’autres assurent :

l’équilibrage (RTE),

la gestion des écarts,

l’effacement,

la liquidité des marchés,

🧵 Fil : Debunk détaillé de la note de David Cayla (janvier 2023)

PDF : atterres.org/wp-content/upl… x.com/dav_cayla/stat… 1/ — Pourquoi la libéralisation du marché ? (p. 4)

📌 Ce que dit Cayla (citation exacte)

La libéralisation « procède avant tout d’une volonté de rationaliser l’organisation de l’économie ».

THREAD — Débunk complet du verbatim de Gilles Raveaud

https://twitter.com/bfmbusiness/status/1986496462469902636

Gilles Raveaud décrit un marché européen “centralisé”, avec un “prix unique”, “quasiment soviétique”.
Aucun de ces points n’est correct.
Voici les faits, avec les sources officielles + mes analyses détaillées.

Lucas Chancel, économiste : « Seule la socialisation de l’énergie peut éviter aux Européens une vassalisation »

via Le Mondelemonde.fr/idees/article/… J'ai parcouru l'interview. J'ai l'impression que sa vision se rapproche pas mal de celle des travaillistes britanniques qui ont créé Great British Energy

Nouveau #debregeasdebunking, cela faisait longtemps.
lemonde.fr/idees/article/… C'est assez facile car Anne Debrégeas radote donc sur la raison de la hausse des prix qui n'aurait pas eu lieu avec le TRVe, vous pouvez vous référer à mon fil sur cette précédente tribune toujours dans @lemondefr

https://x.com/HertzienBaracca/status/1655900058791956482?t=XJ_2j3DBAKXscaJYtES2mA&s=19

Article intéressant de @IciLondres, @afhivert et @sandrinemorel dans @lemondefr avec quelques petits bémols

https://twitter.com/lemondefr/status/1869078887373647873

L'article pourrait laisser croire que le gaz est marginal, ce n'est pas le cas.

C'est parti pour un debunk ⤵️

https://twitter.com/JMJancovici/status/1860407509384634775

Cela commence très très fort.

La comparaison avec le tribunal ne tient pas. Ce dernier n'est pas une activité marchande contrairement à la fourniture d'électricité. La production d'électricité n'a jamais été un monopole naturel. JMJ confond avec le réseau.

C'est parti pour un debunk tweet par tweet

https://twitter.com/p_brun/status/1846964131615641919

La spéculation est une activité normale des marchés. Face à des cours qui varient, des agents économiques vont parier sur l'évolution des cours

https://x.com/p_brun/status/1846964134564221292

Fabien Gay a repris une capture d'écran de ce tweet en rappelant qu'il a été le premier à dénoncer l'arbitrage saisonnier d'Ohm, reconnu le 11/07 comme un abus d'ARENH par le CoRDiS. Ce dernier a sanctionné Ohm à 6 millions d'euros.
Je voudrais revenir sur plusieurs points.

https://twitter.com/AgnesRunacher/status/1559981453781647360

D'abord, contrairement à ce que Fabien Gay affirme, les autorités n'ont pas attendu un signalement de sa part pour surveiller le marché de détail. Cela fait partie de leurs missions. En mai 2022, la CRE rappelle qu'elle sévira contre tout abus d'ARENH. cre.fr/fileadmin/Docu…

Le nihilisme du RN est flagrant lesechos.fr/industrie-serv… Jean-Philippe Tanguy nie tout risque de chaos. « Nous pourrons toujours négocier des accords bilatéraux avec chacun des pays qui veulent acheter de l'électricité française. Ce sera facile, ils en ont besoin », explique-t-il. Et si ça ne marchait pas si bien, « l'autonomie totale, ça ne me fait pas peur. Nous pouvons augmenter nos capacités de production pour y arriver », assure-t-il.

Bon article de @justin_delepine qui restitue bien le rapport de la Cour des comptes : un coût élevé en raison des aides non ciblées et des rentes inframarginales peu captées

https://twitter.com/AlterEco_/status/1786000518269079705

Je voudrais revenir sur ce passage : "[les] traders de l’électricité [...] auraient empoché, selon la Commission de régulation de l’Energie, « un gain net d’au moins 6 milliards d’euros sur 2022-2023 »."

J'aimerais revenir sur un contenu qui m'a fait beaucoup réagir :
Un article de Alternatives Économiques : @cedric_durand : « Il n’y a pas de chemin crédible vers un capitalisme respectant la nature » - alternatives-economiques.fr/cedric-durand-… Je voudrais revenirà propos de ce passage concernant les énergies renouvelables qui sous-entend que la planification par un monopole serait mieux.

Debunking des familles. C'est parti

https://twitter.com/fabien_gay/status/1779081347920695384

C'est faux. Le gaz n'est pas majoritairement marginal en France. De plus, les prix de détail français ne dépendent pas du spot mais des contrats à terme et de l'ARENH. Il y a seulement quelques entreprises exposées directement au spot

https://twitter.com/fabien_gay/status/1779081357508886539

Article intéressant de Renaud Honoré dans @LesEchos qui souligne que le gouvernement s'attend de nouveau à devoir compenser les ENR car il anticipe une baisse des prix spot :
«En net, ce ne sera pas 6 milliards, ce sera très significativement inférieur»
lesechos.fr/economie-franc… La délibération de la CRE n°2023-200 décompose ce que l'État doit aux fournisseurs.
Source du tableau : cre.fr/L-energie-et-v…

Really nice article of @MichaelGiberso3 and @DC_Hartman titled "

https://twitter.com/DC_Hartman/status/1702306269934018631

Three key paradigms shape how states regulate wholesale and retail electric power.

An interesting paper titled "Hedging pressure and oil volatility: Insurance versus liquidity demands" was published one month ago by Christina Sklibosios Nikitopoulos, Alice Carole Thomas & Jianxin Wang in the Journal of Futures Markets
onlinelibrary.wiley.com/doi/10.1002/fu… In futures markets, two risk premia are identified:

1. **Hedgers' Insurance Demands Premium:** This is associated with the traditional practice where hedgers, typically risk-averse oil producers, seek insurance against price changes.

@garydagorn Votre graphique, au sein de votre article pour @decodeurs, est faux car il ne prend pas en compte ni les volumes au prix ARENH qu'EDF vend à ses propres clients au TRV et en offre de marché ni les pertes lemonde.fr/les-decodeurs/…
En 2022, 68% du volume vendu par EDF était au prix ARENH (y compris ARENH+, donc plutôt aux prix ARENH) soit 275 TWh

https://twitter.com/HertzienBaracca/status/1627594280259710977

Aux 3èmes Assises HEC - IHEDN Paris IDF de la Géopolitique "Energies et sécurité", Sophie Mourlon et Stéphane Cerrade débattront le 24/11 avec Samuele Furfari, un climatosceptique notoire. Je me demande ce qu'Eric Leser vient faire aussi dans cette galère hecalumni.fr/fr/event/3emes…
Voilà le genre de tribunes que Samuele Furfari publie lefigaro.fr/vox/monde/samu…